2021年开始，随着国内新能源并网对配置储能的需求以及用户侧储能盈利条件的改善，叠加设备价格降低、技术性能提升等综合因素，新型储能行业进入快速发展期，带动其并网规模不断攀升。
电化学储能在新型储能中占据主导地位，而国内绝大多数新型储能项目主要集中在近三年投运，截至2023年底，已并网电化学储能电站规模约为3000万kW，同比增长超过260%。
实践是检验真理的有效手段，储能电站并网投运后，储能充放电效率、系统可用率、设备故障分布、运行时间等运行数据一直是行业关注的核心，特别是作为评判各类储能类型差异、技术路线优劣、调用控制水平以及运维水平高低的重要依据。
以电化学储能各种类型为例，磷酸铁锂电池、液流电池、钠离子电池等储能类别的性能一直停留在“理论数值”，存在虚标、过分宣传等乱象，缺乏实际工程的验证，甚至理论与实际存在较大的偏差。
日前，中电联国家电化学储能电站安全监测信息平台发布《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，通过统计19家企业成员单位的电化学储能电站装机情况、电力电量情况、电站能效情况、电站可靠性情况、运行情况等做了统计和说明，从中可以概括性的了解现有运行项目的基本运行情况。
2023年，电化学储能的平均运行系数0.13(日均运行小时3.12小时)。按照国家能源局此前发布的数据，国内新型储能平均时长为2.1小时。考虑储能的电站利用率，每天储能的充放电次数不到一次，其中电网侧年平均等效充放电次数172次，新能源侧年平均等效充放电次数104次，新能源侧和电网侧储能的整体利用率整体仍偏低，反映出其盈利水平仍较低。
2023年，电化学储能电站综合效率78.98%。由于电化学储能电站以磷酸铁锂电池为主导，此数据可近似于磷酸铁锂储能电站综合效率水平。不同省份电化学储能电站效率差别较大，前5的地区在76.87%~82.12%区间，同时不同投运年限的储能电站呈递减趋势，例如，一年以内的投运的储能电站效率为79.3%，1-3年内投运的储能电站效率为78.85%，3-5年内投运的储能电站效率为75.4%，反映出储能电站运行方式、运行年限、环境温度、储能技术路线、设备选型、温控方式等对效率的多重影响。对比近期国家光伏、储能实证实验平台(大庆基地)发布的2023年度数据，磷酸铁锂电池储能系统综合效率约为78%，考虑该验证基地所属地区极端气温较低、并网电压等级较低，可综合评判下磷酸铁锂电池储能电站的平均效率水平。此外，实验基地数据显示全钒液流电池储能系统综合效率为63%左右。
2023年，电化学储能电站可用系数为0.97。电池问题仍是电化学储能电站发生非计划停运的最重要因素，占非计划停运的32.72%，此外，BMS和PCS分别占非计划停运的20.97%和26.6%，对于电池，主要风险体现是随着电池单体之间的不一致性增加以及个别项目电池质量良莠不齐带来的安全风险;对于PCS，主要风险体现是部分PCS散热风口未安装防尘网或防尘网积灰导致舱内温度过高以及部分项目PCS与电池整体集成导致舱内温度过高;对于BMS，主要风险体现是部分BMS不具备在线均衡功能、电池采集线松动虚接、不具备簇级隔离故障功能等问题;对于集成，主要风险体现是设备间通讯终端、漏雨等问题。
不同项目运行数据差异较大，且考核计量方式差别较大，具体数据尚需具体了解和分析，不可一概而论，但运行数据是校验储能性能的“真实数据”，行业需加强对电化学储能电站为主的新型储能项目运行数据的收集和分析，指导规划设计、设备制造、建设运维等环节，促进全行业高质量长远发展。
